老區精細注水對策研究及應用

王榮娟

摘 要：針對老區L01塊調驅效果逐漸減弱、日產油下降的問題，通過進一步細化基礎地質認識，落實每個井組的連通關系，對區塊實施了分區域、分井組、分層位的綜合調整，利用側鉆、大修、轉注、復注等手段進一步完善注采井網、注采對應關系，提高水驅儲量控制程度，同時加強分注、動態調配注并結合二輪調驅，緩解平面、縱向矛盾，擴大水驅波及體積。區塊日產油由70t上升至104t，自然遞減率由22.5%下降至14.6%，下降7.9%，階段累增油0.85×104t。

關鍵詞：地層對比研究;分區域主力;提高采收率

1 實施背景

L01塊位于遼河盆地東部凹陷北部、牛居-青龍臺斷裂背斜構造帶的南部。區塊自2010年針對北部主力層位S32I5開展深部調驅，見到明顯效果，日產油由初期的38.9t上升至64.9t，但后期日產油下降，調驅效果逐漸減弱，主要受兩方面因素影響，一是地層出砂影響，因地層出砂，注水井注不進以及套管變形等問題嚴重，油水井井況差，利用率低，油井利用率僅63.0%，水井利用率僅48.4%，造成局部注采系統不完善。二是受儲層非均質性影響，層間動用差異大，層間矛盾突出，調驅初期雖層間矛盾得到緩解，主力吸水層吸水量下降，但調驅后期注水通道形成，調驅效果減弱，區塊產量下降，開發效果變差。

2 主要做法

2.1加強地層對比，落實儲層連通關系

對區塊完鉆井的錄測井資料進行對比研究，根據各層位地層特征，優選標志層。

標志層一：S1段頂部發育一套厚度10-20m的灰、灰綠色泥巖，電阻率曲線平直，感應曲線呈“W”型，且上部d組泥巖感應曲線最大值明顯低于下部S1段，兩者呈臺階狀變化，完鉆井鉆遇率大于95%，可作為識別d和S1的標志層。

標志層二：S1段底部感應曲線最大值明顯大于下部S31段，兩者呈臺階狀變化，完鉆井鉆遇率大于95%。可作為識別S1和S31的標志層。

標志層三：根據東部凹陷北部地區的整體認識，S31段主要發育大套泥巖夾薄層砂巖，局部發育碳質泥巖或煤層，電阻率曲線平直，感應曲線呈鋸齒裝;S32段發育砂泥巖互層，感應曲線呈指狀或者箱狀;在地震約束下可有效區分S31和S32段地層。

根據以上標志層進行地層對比，把地層對比結果與新解釋的三維地震資料相結合，相互驗證、修改，在確保地質和地震相統一的基礎上，落實儲層連通關系。區塊整體構造變化不大，連通關系較好，局部區域注采井網不完善。平面上，受斷層遮擋影響，地層缺失同時受地層出砂及井況影響，局部區域注水井套壞、套卡或注水井達不到配注、注不進等造成注采比低，有采無注，注采井網不完善，剩余油相對富集。

2.2分區域、分井組、分層位開展注水對策研究

（1）利用側鉆、大修等手段，調整完善局部注采井網

針對南部區域及斷層附近構造相對破碎，且受井況影響，油水井井況差，應用新采集的三維地震資料，結合錄井、測井資料，井震結合加強地層對比，細化儲層，挖掘潛力點。共部署側鉆井6口，大修2口，目前已完鉆投產5口，階段累產油1171t，累產氣41×104m3。

如靠近中部斷層龍18-020區域，其龍18-020與龍18-019井間，由于斷層遮擋其主力儲層S32I4-I5缺失，且井間無井控制，在微構造高點部署側鉆井挖潛主力儲層潛力。龍18-020C井于2016.12完鉆，共解釋42.2m/19層，該井于2017.1投產，目前日產液18.5m3，日產油3.6t，含水80.9%，階段累產油732t，累產氣3.22×104m3。

（2）實施第二輪深部調驅，改善水驅開發效果

針對目前調驅效果逐漸減弱的問題，在區塊北部優選井組開展第二輪深部調驅，基于第一輪調驅取得的效果及經驗，做了以下優化：

優選井組：從第一輪區塊北部整體調驅轉變為優選連通性好、儲層發育厚、注采比高的井組，開展井組調驅。優選7個井組含油面積0.79km2，覆蓋地質儲量188萬噸，7個注水井組，對應油井19口，注采比1：2.7。

優化配方：鑒于體膨顆粒封堵性強的特點，以及區塊注水井調驅后期達不到配注、注不進等問題，在龍11塊將調驅藥劑由弱凝膠攜帶體膨顆粒改為單注弱凝膠，延緩凝膠作用，提高有效期。

藥劑量設置：根據相鄰區塊調驅成功經驗表明，調驅成功率不僅取決于藥劑本身的性能，而且還與藥劑用量密切相關。根據弱凝膠調驅劑的特征，在低排量和低注入壓力下，中低滲透層啟動時間長見效慢，在大排量下有效封堵高滲透層，從而實現啟動弱吸水層的目的，為達到深部處理目的，將處理半徑由25m擴大至30m，增加了藥劑量，總注入量為11.9×104m3，0.03PV，平均單井注入量達到1.7×104m3。 7個井組于2015.4.30開始調驅2016年12.13暫停調驅轉注水，階段累注5.77×104m3。

（3）分層位開展精細注水，持續夯實區塊穩產基礎

針對單層動用程度差異大，局部區域有采無注、注采比低，分層位開展精細注水，在無注水區域通過轉注、復注實現注水，共實施7井次，恢復注水235m3，增加水驅儲量5.7×104m3。

同時針對主力層位S32I5動用程度高，其余層動用程度相對低，層間動用差異大，通過實施分注、調配注，加強注水強度，提高單層注采比。共實施動態調配9井次、分注4井次，增加日注水145m3，注水強度由1.05提高至1.5，區塊注采比由0.76上升至0.96，目前對應11口油井見到明顯注水效果，日產油由21.6t上升至38.8t，單井日產油上升1.5t，階段累增油2167t。

3 實施效果

根據以上研究及注水對策實施，區塊油水井利用率提高，油井開井率由63%提高至80.2%，水井開井率由48.4%提高至60%，區塊主力層位S32Ⅰ5的水驅儲量控制程度由77.66%提高至95.81%，水驅儲量動用程度由47.2%提高至67.5%。

實施第二輪深部調驅后注入井注入壓力上升，平均上升了6.6MPa，表明對高滲層起到一定封堵作用。水驅效果得到改善，水驅方向發生改變，目前北部調驅區域產液量上升，產油量上升，日產液由257.5t上升至364.7t，日產油由33.2t上升至41.5t，最高時達到54.9t，階段累增油0.5148×104t。區塊日產油由70t上升至104t，自然遞減率由22.5%下降至14.6%，下降7.9%，開發效果變好。

4 結論及認識

（1）精細研究油田地質特征，反復進行地層對比，落實儲層連通關系，是進行注水開發調整的基礎。

（2）把握油水井生產動態，深入分析開發矛盾、存在問題，是進行下一步開發調整的前提。

（3）針對不同的注水狀況，綜合應用各種動、靜態資料進行對策研究，是實現有效注水的保證。

參考文獻：

[1] 沈琛.油田高含水期深部調驅技術文集[M].北京：中國石化出版社，2008

（中油遼河油田公司茨榆坨采油廠，遼寧遼中，110206）